Se apaga el carbón en Galicia con el cierre de As Pontes

Al carbón hace ya tiempo que se le apagó la luz en Galicia. Fue pionera fue Naturgy con el apagado de Meirama, anunciado en enero de 2019 y ya en ejecución. La térmica de As Pontes mantuvo unos años más la posibilidad de seguir quemando en esta comarca amparándose en las pruebas que mezclaban biocombustibles, como lodos de depuradoras, con el mineral. Esa última esperanza fundía ayer definitivamente a negro.

El grupo eléctrico Endesa anunció por medio de un comunicado que mantendrá el proceso de cierre iniciado en diciembre de 2019 en la central térmica pontesa al ratificar la “inviabilidad” de la introducción de biocombustibles en la planta, según consta en el informe final que los miembros de la Comisión de Seguimiento que supervisaron este proceso conocieron ayer. Señala que las mezclas de dichos productos con carbón “no permiten prolongar la vida de la instalación” y hablan de “un cúmulo de razones, especialmente de carácter medioambiental”.

Por tanto, la empresa anuncia que activa su Plan Futur-e para la búsqueda de proyectos empresariales a implantar en la localidad. La eléctrica tiene autorizada, como parte de esta iniciativa para As Pontes, la conexión a la red en Galicia de 1.493 MW eólicos, cuya construcción creará 1.250 empleos directos durante seis años. Estos proyectos renovables se sumarán al concurso internacional para atraer nuevas inversiones empresariales a la zona, como ya se está haciendo en los emplazamientos de otras centrales térmicas en vías de cierre como Compostilla (León) y Carboneras (Almería).

El procedimiento que analizó la viabilidad de la combustión de una mezcla al 50 % de carbón y de lodos de depuradora estuvo, según el grupo, bajo supervisión del Ministerio de Transición Ecológica, la Xunta y el concello de As Pontes. “Los ensayos no han resultado satisfactorios tanto desde un punto de vista medioambiental y técnico como económico”, destacan.

Así, alegan que dicho combinado generaría cada año entre 76.000 y 106.000 toneladas de cenizas, una “dificultad insalvable” para Endesa, pues se incrementarían entre un 187 y un 276 %; una tonelada por cada tres ó cuatro de CO2 evitadas, calculan.

“No serían admitidas en los vertederos de residuos no peligrosos, por superar los límites de selenio, sulfatos y carbono orgánico disuelto”, avisan. Además, la térmica emitiría también mercurio en valores próximos al máximo establecido en la UE. También verifican la pérdida de potencia de cada grupo, que de 350 megavatios bajarían a entre 245 o 260 MW.

Para poder operar la planta con garantías “se precisaría acometer importantes inversiones, tanto en 2021 como en el periodo 2023-25, debido al impacto de la corrosión por lodos en la caldera”. Apuntan además que el megavatio hora producido con la mezcla sería un 30 % más caro que el de una central de ciclo combinado y, por tanto, “no funcionaría por mercado”.

Cada MWh costaría 65 euros, quince más que las que usan gas, y muy por encima de los 47,3 euros que, de media, se prevén para este año. Estiman que la destrucción de caja ascendería a 625 millones de euros en diez años.

Supondría “elevada inversión y altos costes fijos” con una medida “onerosa e incierta” para Foster Wheeler, tecnólogo que a lo largo de su historia montó más de 1.600 equipos de generación de vapor y asesoró en el análisis.